EA002250B1 - Способ формирования пробки в нефтяной скважине - Google Patents

Способ формирования пробки в нефтяной скважине Download PDF

Info

Publication number
EA002250B1
EA002250B1 EA200001121A EA200001121A EA002250B1 EA 002250 B1 EA002250 B1 EA 002250B1 EA 200001121 A EA200001121 A EA 200001121A EA 200001121 A EA200001121 A EA 200001121A EA 002250 B1 EA002250 B1 EA 002250B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
casing
well
plug
opening
resin
Prior art date
Application number
EA200001121A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200001121A1 (ru
Inventor
Хеннинг Хансен
Свейн Хеннинг Солверсен
Original Assignee
Норс Каттинг & Эбендонмент Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Норс Каттинг & Эбендонмент Ас filed Critical Норс Каттинг & Эбендонмент Ас
Publication of EA200001121A1 publication Critical patent/EA200001121A1/ru
Publication of EA002250B1 publication Critical patent/EA002250B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/134—Bridging plugs
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
    • E21B29/002—Cutting, e.g. milling, a pipe with a cutter rotating along the circumference of the pipe
    • E21B29/005—Cutting, e.g. milling, a pipe with a cutter rotating along the circumference of the pipe with a radially-expansible cutter rotating inside the pipe, e.g. for cutting an annular window

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Closures For Containers (AREA)
  • Portable Nailing Machines And Staplers (AREA)
  • Electrically Driven Valve-Operating Means (AREA)
  • Devices For Opening Bottles Or Cans (AREA)
  • Pipe Accessories (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

Изобретение относится к способу формирования пробки (1) в нефтяной скважине (2), проходящей от поверхности земли или морского дна к продуктивному слою, причем указанная скважина облицована обсадной трубой (3, 3'). В обсадной трубе (3) на расстоянии от поверхности земли формируют, по меньшей мере, одно отверстие (4), и жидкую затвердевающую смолу подают, по меньшей мере, с частичным заполнением отверстия (4) к смежной области скважины (2), так что смола после отверждения образует в скважине пробку (1). Изобретение относится также к инструменту (9) для фрезерования отверстия (4) в обсадной трубе (3) нефтяной скважины (2) и к пробке (1) для закупоривания обсадной трубы (3) нефтяной скважины

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится, в соответствии с ограничительной частью п.1 формулы изобретения, к способу формирования пробки в нефтяной скважине, проходящей от поверхности земли или морского дна к продуктивному слою. Изобретение относится также, в соответствии с ограничительной частью п.12 формулы изобретения, к инструменту для фрезерования отверстия в обсадной трубе нефтяной скважины. Кроме того, изобретение относится, в соответствии с ограничительной частью п.13 формулы изобретения, к пробке для закупоривания обсадной трубы нефтяной скважины.
Уровень техники
Скважины для добычи газа или нефти обычно состоят из верхнего и внешнего кондуктора, который образует устье скважины, верхней обсадной трубы, которая входит в кондуктор и образует его продолжение, и колонны уходящих вглубь скважины обсадных труб, каждая из которых входит в находящуюся выше трубу с перекрытием по длине. Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна размещена в центральной части скважины и предназначена для транспортирования нефтепродуктов от дна скважины к поверхности земли или морского дна. Между обсадными трубами образуются межтрубные пространства.
Некоторые скважины являются разведочными или испытательными и используются в течение короткого периода до начала добычи из продуктивного слоя. По окончании испытаний эти скважины закупоривают. Продуктивную скважину обычно временно закупоривают до начала добычи, а «непродуктивную» скважину, то есть скважину, в которой содержание углеводорода слишком низко для разработки месторождения, закупоривают навсегда. Даже скважина самой высокой продуктивности по истечении некоторого времени становится непродуктивной, и добычу через нее прекращают, так что любая скважина раньше или позже должна быть закупорена. Обычно для этой цели используют бетонные пробки. Под бетонной пробкой подразумевается пробка из материала на основе цемента.
Обычно между продуктивным слоем и окружающей средой требуется создание двух барьеров для предотвращения выбросов или утечек нефтепродуктов в окружающую среду. В случае использования бетонных пробок это означает, что одна пробка должна быть расположена в области продуктивного слоя. Предпочтительно вторая пробка должна быть расположена также поблизости к продуктивному слою, а это означает, что она должна находиться в обсадной трубе. Однако гладкая обсадная труба предоставляет мало возможностей для закрепления бетонной пробки. Поэтому вторую пробку обычно размещают на скважине сверху.
В том случае, когда скважину оставляют навсегда, согласно государственным нормам на некоторых территориях требуется ликвидировать верхнюю часть скважины до определенной глубины. Для подводной скважины это означает, что верхняя часть скважины должна быть снята фрезерованием до нормативной глубины, после чего в скважину помещают бетонную пробку. Фрезерование требует больших затрат времени и использования буровой установки. Для закупоривания оставляемой подводной скважины требуется использование морской платформы в течение нескольких дней. Таким образом, закупоривание подводной скважины обходится очень дорого.
Бетон дает усадку при затвердевании, а это означает, что между бетонной пробкой и стенками скважины могут образоваться трещины, поры и тонкие кольцевые зазоры. Кроме того, долгосрочная стойкость бетона к высокому давлению, высокой температуре и различным химическим веществам неопределенна, так что использование бетонных пробок связано с риском утечек в будущем.
Другая проблема, связанная с использованием бетонных пробок в подводных скважинах, заключается в том, что в некоторых местах морское дно оседает в результате добычи углеводородов. Это оседание вызывает подвижки грунта, что создает напряжения в бетонных пробках и опять же способствует образованию трещин в бетоне. Оседание морского дна также повышает давление в продуктивном слое. Оба эффекта увеличивают риск утечек через пробки, что, разумеется, крайне нежелательно.
Практика подтверждает изложенное выше и показывает, что утечки являются большой проблемой для огромного числа скважин, закупоренных бетонными пробками.
Еще одна проблема при закупоривании скважин связана с эксплуатационной насоснокомпрессорной колонной, которую обычно поднимают из скважины перед ее закупориванием. После некоторого периода эксплуатации эксплуатационная насосно-компрессорная колонна обнаруживает наличие радиоактивности, и с экологической точки зрения желательно, чтобы она оставалась в скважине.
В патентном документе Англии № 2275282 раскрыт способ закупоривания подводных скважин путем установки в обсадной трубе пакера с подвешенным к нему скважинным перфоратором. Перфоратор приводят в действие для перфорации обсадной трубы, а затем в кольцевое пространство за обсадной трубой впрыскивают бетон. Таким образом, скважина закупоривается, и обсадная труба над пакером может быть срезана. В качестве материала пробки используется бетон, поэтому данный способ не решает указанных выше проблем, связанных с бетонными пробками.
В патентном документе Англии № А2305683 раскрыт способ закупоривания заброшенной нефтяной скважины, согласно которому определенную область обсадной трубы вскрывают (перфорируют) и затем эту область герметизируют жидкой затвердевающей смолой.
В патенте США № 3933204 описана пробка, предназначенная для закупоривания обсадной трубы нефтяной скважины и содержащая эпоксидную смолу.
Сущность изобретения
Задача, на решение которой направлено настоящее изобретение, заключается в создании способа формирования пробки в нефтяной скважине, который позволяет полностью или в значительной мере устранить указанные выше проблемы. Одной из частных задач является создание способа формирования пробки, который может быть осуществлен без использования буровой установки. Еще одной задачей является создание инструмента и пробки, которые способствуют оптимальному выполнению способа. В соответствии с изобретением решение поставленной задачи достигается созданием способа формирования пробки в нефтяной скважине, инструмента для фрезерования отверстия в обсадной трубе и пробки для закупоривания обсадной трубы, которые отличаются признаками, указанными в пунктах формулы изобретения. Термин «фрезерование» в контексте изобретения охватывает понятия «вырезание механическим или электрическим путем», а также «с гидравлическим или электрическим приводом».
Таким образом, изобретение относится к способу формирования пробки в нефтяной скважине, проходящей от поверхности земли или морского дна к продуктивному слою, причем указанная скважина облицована обсадной трубой. Согласно изобретению в обсадной трубе формируют, по меньшей мере, одно отверстие на расстоянии от поверхности земли. Затем жидкую затвердевающую смолу подают, по меньшей мере, в часть отверстия и смежную область скважины, причем смола после отверждения образует пробку в скважине.
Предпочтительно находящуюся в скважине перед формированием пробки эксплуатационную насосно-компрессорную колонну разрезают с образованием разреза под областью пробки, и эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну над разрезом поднимают из скважины. Эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну ниже разреза оставляют в скважине.
Отверстие или отверстия в обсадной трубе формируют фрезерным инструментом. Инструмент может быть подвешен к гибкому трубопроводу, шарнирно сочлененной трубе или тросовой системе. Инструмент приводится гидравлическим двигателем, питаемым энергией гидравлической жидкости, подаваемой от гибкого трубопровода, шарнирно сочлененной трубы или тросовой системы.
Предпочтительно отверстие в обсадной трубе формируют по всей окружности обсадной трубы, и механический пакер устанавливают в отверстии обсадной трубы или непосредственно под ним, после чего жидкую смолу подают поверх пакера, так что пакер образует основание для пробки из смолы. Таким путем формируется пробка из смолы с пакером, который входит в ее состав как часть единого целого. После отверждения смолы сверху на смоляной пробке может быть сформирована бетонная пробка. Вместо механического пакера может также использоваться надувной пакер.
Как было упомянуто выше, обычно скважину закупоривают с помощью двух пробок. Однако в зависимости от действующих в данной местности государственных норм и принятой практики может использоваться только одна пробка или несколько пробок. В типовом случае изобретение предназначается для формирования в скважине верхней пробки, а нижнюю пробку формируют обычным образом, известным из уровня техники. Однако изобретение может также использоваться для формирования любой пробки в скважине, закупориваемой любым числом пробок.
Перечень фигур
Примеры осуществления настоящего изобретения будут подробнее описаны ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1-5 иллюстрируют предпочтительный пример осуществления способа по изобретению, фиг. 6-8 иллюстрируют альтернативный пример осуществления способа по изобретению, фиг. 9 изображает инструмент в соответствии с изобретением, фиг. 10 изображает пробку в соответствии с изобретением.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 изображена нефтяная скважина 2, проходящая от поверхности земли или морского дна к коллектору нефтепродуктов и предназначенная для добычи углеводородов, то есть газа, конденсата или нефти. В изображении на фиг. 1 и других чертежах подразумевается, что поверхность земли расположена сверху на некотором расстоянии над чертежом, а продуктивный слой расположен снизу на некотором расстоянии под чертежом. По причинам, которые несущественны для изобретения, но были обсуждены во вводной части описания, скважина 2 должна быть закупорена
Скважина 2 облицована обсадной трубой. Обсадная труба 3 является нижней и внутренней обсадной трубой, которая перекрывается обсадной трубой 3', расположенной выше и снаружи трубы 3. В свою очередь обсадная труба 3' перекрывается обсадной трубой 3 и т. д., так что все обсадные трубы образуют облицовку скважины.
Между обсадными трубами образованы соответствующие межтрубные пространства 19, 19' и т. д. В скважине находится эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 5, 5' для углеводородных продуктов.
При осуществлении способа вначале эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 5, 5' разрезают в месте разреза 6 с помощью режущего инструмента 24. Режущий инструмент подвешен к колонне 10 буровых труб, которая несет инструмент и передает ему вращательное движение. Разрез 6 расположен под областью, в которой будет сформирована пробка. Эксплуатационную насосно-компрессорную колонну 5' над разрезом 6 поднимают из скважины с помощью соответствующего инструмента, который может быть соединен с колонной буровых труб или гибким трубопроводом.
Фиг. 2 изображает скважину 2 после удаления эксплуатационной колонны 5', при этом эксплуатационная колонна 5 остается в скважине 2.
На этапе способа по фиг. 3 в скважину опускают механический инструмент 9 с помощью гибкого трубопровода 11, а возможно, шарнирно сочлененной трубы или тросовой системы. Механическим инструментом 9 вырезают, по меньшей мере, одно отверстие в обсадной трубе 3. В показанном примере осуществления отверстие 4 вырезают по всей окружности обсадной трубы 3, причем оно имеет определенную длину в продольном направлении скважины. Эту операцию выполняют посредством опускания механического инструмента до уровня разреза 6, после чего фрезерование отверстия начинают посредством вращения инструмента. Когда обсадная труба 3 прорезана механическим инструментом, а это может быть определено с помощью соответствующего датчика, гибкий трубопровод протягивают при непрерывном действии механического инструмента 9, прижимая его вверх до тех пор, пока не будет достигнута желаемая длина или высота отверстия 4.
На этапе по фиг. 4 вырезание отверстия 4 завершено, и механический инструмент 9 поднят гибким трубопроводом. Механический пакер 15 опускают в скважину с помощью гибкого трубопровода 11. Может быть также использован надувной пакер. Запорную секцию 25 механического пакера прижимают к разрезу 6 и прикрепляют к эксплуатационной насоснокомпрессорной колонне 5, а надувное уплотнение 26 устанавливают в отверстии 6 и надувают для герметизации скважины. Механический пакер 15 может быть обычным пакером любого типа. Соединительное устройство 27 соединяет механический пакер 15 с гибким трубопроводом 11 и допускает отсоединение механического пакера с помощью соответствующих средств, например, с помощью электромеханического механизма с дистанционным управлением.
На этапе способа по фиг. 5 гибкий трубопровод 11 отсоединен от механического пакера 15. Гибкий трубопровод поднимают на поверхность земли, устанавливают на его конце сопло 28 для подачи смолы и опускают в скважину. Далее через сопло 28 производят подачу жидкой затвердевающей смолы в область отверстия 4. Количество подаваемой смолы подбирают в соответствии с размером отверстия 4 таким образом, чтобы заполнить, по меньшей мере, часть отверстия и смежной области скважины, при этом под «смежной областью скважины» подразумевается участок скважины между сторонами отверстия. В показанном примере осуществления количество смолы выбрано таким, чтобы заполнить все отверстие и смежную область скважины. После отверждения смола образует в скважине пробку 1. Для формирования пробки могут использоваться различные типы затвердевающих смол, как будет рассмотрено далее.
Этап по фиг. 6 соответствует этапу по фиг. 3 и иллюстрирует подвеску инструмента на буровой трубе 10, хотя для этого может использоваться также и гибкий трубопровод.
Фиг. 7 изображает этап установки и надувания надувного уплотнения 26 непосредственно под отверстием 4 в обсадной трубе 3 и таким образом уплотнения скважины. Устройство 27 разъемного соединения соединяет механический пакер 15с буровой трубой 10, хотя может использоваться также и гибкий трубопровод.
Фиг. 8 соответствует фиг. 5. Механический пакер 15 отсоединен от подвески, и смолу подают в область отверстия 4 через сопло 28 на конце буровой трубы 10. В этом случае также вместо буровой трубы может использоваться гибкий трубопровод. Смола вытекает из отверстия 4 и заполняет межтрубное пространство 19 снаружи от обсадной трубы 3. Отверстие 4 расположено несколько выше основания 32, то есть нижнего конца обсадной трубы 3, где заканчивается межтрубное пространство 19. Это означает, что смола стекает вниз до основания 32. После отверждения смола образует в скважине пробку 1.
В описанных выше примерах осуществления показана установка различных инструментов на конце буровой трубы или гибкого трубопровода. При установке инструмента на буровой трубе как его подвеска, так и вращательное движение обеспечивается буровой трубой без необходимости закрепления буровой трубы внутри скважины. Кроме того, через буровую трубу в область пробки могут подаваться дополнительные текучие среды. Использование буровой трубы является обычным и оптимальным способом привода инструментов в скважине. Однако недостаток состоит в том, что для операций с буровой колонной требуется буровая установка. Для работ на море это означает необходимость буровой платформы, а это связано с очень высокими затратами.
При использовании гибкого трубопровода в качестве несущего устройства для инструмента гибкого трубопровода текучие среды могут подаваться через гибкий трубопровод, как и через буровую трубу. Однако вращательное движение не может обеспечиваться вращением гибкого трубопровода, так как он слишком тонок, чтобы выдерживать требуемый крутящий момент. В соответствии с изобретением предусмотрен фрезерный инструмент с приводом вращения от гидравлического двигателя, питаемого гидравлической жидкостью, которая подается к нему через гибкий трубопровод, шарнирно сочлененный трубопровод или тросовую систему.
Гидравлический двигатель закрепляется на обсадной трубе с помощью механических устройств крепления. Этот принцип обеспечения вращательного движения может также быть использован и для режущего инструмента при разрезании эксплуатационной насоснокомпрессорной колонны, и за счет этого все операции по закупориванию скважины пробкой могут быть выполнены без использования буровой колонны. Таким образом, можно обойтись без буровой установки. Для работ в море это означает, что закупоривание скважины можно осуществить с судна, что намного дешевле применения буровой платформы. Соответственно, изобретение дает возможность получить большую экономию средств.
Разрезание эксплуатационной насоснокомпрессорной колонны перед формированием пробки является предпочтительным, но не необходимым. В качестве альтернативы можно полностью удалить насосно-компрессорную колонну перед формированием пробки и закрепить механический пакер 15 на обсадной трубе непосредственно под областью пробки с помощью механических устройств крепления. Однако после некоторого периода эксплуатации насосно-компрессорная колонна обнаруживает наличие радиоактивности от имеющихся в скважине минералов, так что с экологической точки зрения предпочтительно, чтобы как можно большая часть эксплуатационной насоснокомпрессорной колонны оставалась в скважине. За счет модификации способа по изобретению можно добиться того, чтобы вся эксплуатационная насосно-компрессорная колонна оставалась в скважине, и формировать пробку вокруг этой колонны.
Фиг. 9 изображает инструмент 9, предназначенный для фрезерования отверстия 4 в обсадной трубе 3.
Инструмент 9 подвешен в скважине к гибкому трубопроводу 11 с помощью соединительного устройства 20, которое также передает гидравлическую жидкость под давлением от гибкого трубопровода 11 инструменту. Неподвижный корпус 17 устройства зафиксирован на обсадной трубе 3 с помощью выдвижных стоек с дистанционным управлением. Дистанционное управление стойками может осуществляться электромеханическими механизмами, управляемыми через электрические кабели, находящиеся внутри гибкого трубопровода 11. Центрирующие устройства 21 обеспечивают центрирование корпуса 17 в обсадной трубе 3.
Вал 18 проходит от корпуса 17 к гидравлическому двигателю 22. Вал связан с корпусом 17 и с невращающейся частью гидравлического двигателя 22 без возможности относительного поворота, так что неподвижная часть гидравлического двигателя фиксируется от поворота стойками 14 крепления. Кроме того, вал 18 установлен в корпусе 17 с возможностью скольжения в продольном направлении скважины. Для этого верхняя наружная часть вала и соответствующая часть корпуса может быть снабжена шлицами.
Гидравлический двигатель 22 питается гидравлической жидкостью под давлением, подаваемой к нему от гибкого трубопровода через вал. Вращающаяся часть гидравлического двигателя прикреплена к фрезерному инструменту 12, оснащенному резцами 23 для фрезерования отверстия 4 в обсадной трубе 3.
Кроме того, инструмент 9 содержит передающий механизм для передачи движения в продольном направлении скважины между гибким трубопроводом и фрезерным инструментом для силовой подачи фрезерного инструмента 12 вверх при протягивании гибкого трубопровода
11. Этот механизм может быть выполнен в виде поворотной подвески, соединяющей гибкий трубопровод 11с валом 18 в корпусе 17.
На фиг. 9 не показаны шлицы, неподвижная и вращающаяся части гидравлического двигателя и поворотная подвеска, которые являются обычными компонентами, широко известными в данной области.
Специалистам в данной области будет понятно, что инструмент по изобретению может быть выполнен в различных модификациях. Так например, гидравлический двигатель может быть размещен в корпусе 17 и передавать вращение на фрезерный инструмент посредством вала 18. Такой или другие варианты могут использоваться при соблюдении той особенности, что неподвижная часть гидравлического двигателя фиксируется с помощью устройств 14 крепления, а фрезерный инструмент передвигается в скважине вверх протягиванием гибкого трубопровода.
Может быть предусмотрена другая возможность, когда фрезерный инструмент не протягивается, а сам создает направленное вверх усилие и разрабатывает кольцевое пространство.
В примерах осуществления способа по фиг. 1-8 затвердевающую смолу подают в область отверстия 4 посредством сопла 28 на конце гибкого трубопровода. Смола может вво диться в область отверстия 4 более изощренными способами, которые входят в сферу изобретения.
В одном из предпочтительных примеров осуществления жидкую затвердевающую смолу подают посредством выполнения следующих операций:
- в скважине 2 формируют последовательность, по меньшей мере, из двух пробок текучей среды, причем одна из пробок является пробкой из жидкой затвердевающей смолы,
- организуют циркуляцию последовательности пробок текучей среды от поверхности земли вниз в скважину 2, через отверстие 4 в обсадной трубе 3 и через межтрубное пространство 19 снаружи от обсадной трубы 3 обратно к поверхности земли,
- останавливают циркуляцию, когда пробка из жидкой затвердевающей смолы находится в области отверстия 4.
В другом предпочтительном примере осуществления жидкую затвердевающую смолу подают посредством выполнения следующих операций:
- в гибком трубопроводе, проходящем от поверхности земли до области отверстия 4 в обсадной трубе 3, формируют последовательность, по меньшей мере, из двух пробок текучей среды, причем одна из пробок является пробкой из жидкой затвердевающей смолы,
- нагнетают последовательность из двух пробок текучей среды от поверхности земли до области отверстия 4, и
- останавливают нагнетание, когда пробка из жидкой затвердевающей смолы находится в области отверстия 4.
При выполнении обоих вариантов способа пробка из жидкой затвердевающей смолы может быть изолирована от других пробок текучей среды посредством поршней или резиновых пробок.
Фиг. 10 изображает пробку 1, содержащую затвердевшую смолу. Боковые стенки скважины, то есть обсадной трубы 3', и расположенный под смолой механический пакер 15 образуют форму для пробки до ее отверждения. В процессе отверждения механический пакер 15 становится составной частью пробки. При этом формируется особенно качественная пробка, содержащая первый механический барьер и второй барьер из смолы. На чертеже видно, что диаметр пробки 1 больше внутреннего диаметра обсадной трубы 3, что благоприятно в отношении возможной утечки через внешнюю периферию пробки.
На фиг. 10 показана также бетонная пробка 16, сформированная сверху на пробке 1 из смолы после отверждения смолы. Эта бетонная пробка способствует прочности пробки в целом.
Затвердевающая смола может представлять собой термопластичную смолу, то есть смолу, которая отверждается, когда температура превышает определенный уровень. Смола может представлять собой также смолу химического отверждения, и в этом случае отверждение происходит по истечении определенного периода после ввода отверждающего агента.
Примерами смолы являются смолы, выбранные из группы, содержащей эпоксидные смолы, фенольные смолы и полиакрилаты. Смолы не включают каких-либо заполнителей типа бетона. Кроме того, смолы не подвергаются усадке при отверждении. Их термостойкость и стойкость к различным химическим веществам также высока, а прочность на разрыв и на усилия сжатия выше прочности бетона. Смолы образуют однородную пробку без тенденции или с весьма низкой тенденцией к образованию пор и трещин и имеют большую долговечность в углеродных скважинах.
Подходящей является смола, известная под маркой Т11сгша-8с1 Ремп 2500 норвежской фирмы ХУсСсш.
Хотя настоящее изобретение было описано на примерах предпочтительных вариантов, специалистам в данной области будет понятно, что все варианты в пределах идеи и объема изобретения являются предметом защиты.

Claims (13)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ формирования пробки (1) в нефтяной скважине (2), проходящей от поверхности земли или морского дна к продуктивному слою, причем указанная скважина облицована обсадной трубой (3, 3'), содержащий следующие этапы:
    (а) формирование, по меньшей мере, одного отверстия (4) в обсадной трубе (3) на расстоянии от поверхности земли, (б) подача жидкого затвердевающего материала, по меньшей мере, в часть отверстия (4) и смежную область скважины (2), причем указанный материал после отверждения образует пробку (1) в скважине, отличающийся тем, что
    - отверстие на этапе (а) формируют посредством фрезерного инструмента (12), приводимого гидравлическим двигателем (22), который питается гидравлической жидкостью, подаваемой через гибкий трубопровод, шарнирно сочлененную трубу или тросовую систему (11) и зафиксирован относительно обсадной трубы (3) с помощью механических устройств крепления (14), и
    - материал, подаваемый, по меньшей мере, в часть отверстия (4) на этапе (б), является жидкой затвердевающей смолой.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что находящуюся в скважине (2) перед формированием пробки (1) эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну (5, 5') разрезают с образованием разреза (6) под областью пробки (1), и эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (5') над разрезом (6) поднимают из скважины (2), тогда как эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (5) ниже разреза (6) оставляют в скважине (2).
  3. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что фрезерный инструмент (12) подвешен к гибкому трубопроводу, шарнирно сочлененной трубе или тросовой системе (11).
  4. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что отверстие (4) в обсадной трубе (3) формируют имеющим некоторую длину в продольном направлении скважины (2) посредством протягивания гибкого трубопровода (11) в процессе работы фрезерного инструмента (12).
  5. 5. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что отверстие (4) в обсадной трубе (3) формируют по всей окружности обсадной трубы (3).
  6. 6. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что непосредственно под областью отверстия (4) в обсадной трубе (3) устанавливают механический или надувной пакер (15).
  7. 7. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что механический или надувной пакер (15) устанавливают непосредственно под областью отверстия (4) в обсадной трубе (3) после выполнения этапа (а) и перед выполнением этапа (б).
  8. 8. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что этап (б) выполняют следующим образом:
    - формируют в скважине последовательность, по меньшей мере, из двух пробок текучей среды,
    - организуют циркуляцию последовательности пробок текучей среды от поверхности земли вниз в скважину (2), через отверстие (4) в обсадной трубе (3) и через межтрубное пространство (19) снаружи от обсадной трубы (3) обратно к поверхности земли,
    - останавливают циркуляцию, когда пробка из жидкой затвердевающей смолы находится в области отверстия (4).
  9. 9. Способ по любому из пп.1-7, отличающийся тем, что этап (б) выполняют следующим образом:
    - в гибком трубопроводе, проходящем от поверхности земли до области отверстия (4) в обсадной трубе (3), формируют последовательность, по меньшей мере, из двух пробок текучей среды, причем одна из пробок является пробкой из жидкой затвердевающей смолы,
    - нагнетают последовательность из двух пробок текучей среды от поверхности земли до области отверстия (4), и
    - останавливают нагнетание, когда пробка из жидкой затвердевающей смолы находится в области отверстия (4).
  10. 10. Способ по п.8 или 9, отличающийся тем, что пробку из жидкой затвердевающей смолы изолируют от других пробок текучей среды посредством поршней или резиновых пробок.
  11. 11. Способ по любому из предыдущих пунктов, отличающийся тем, что после отверждения пробки (1) из смолы на ней сверху формируют бетонную пробку (16).
  12. 12. Инструмент (9) для фрезерования в обсадной трубе (3) нефтяной скважины (2), отверстия (4), подлежащего заполнению, по меньшей мере, частично затвердевающей смолой для формирования пробки, отличающийся тем, что он содержит
    - неподвижный корпус (17), который фиксируется на обсадной трубе (3) устройствами (14) крепления и подвешен в скважине (2) с помощью гибкого трубопровода, шарнирно сочлененной трубы или тросовой системы (11),
    - гидравлический двигатель (22) для создания вращательного движения, питаемый энергией гидравлической жидкости, подаваемой от гибкого трубопровода, шарнирно сочлененной трубы или тросовой системы (11), причем неподвижная часть гидравлического двигателя (22) связана с корпусом (17) без возможности относительного поворота,
    - фрезерный инструмент (12) для фрезерования отверстия (4) в обсадной трубе (3), жестко связанный без возможности относительного поворота с вращающейся частью гидравлического двигателя (22) и установленный с возможностью скольжения в продольном направлении скважины относительно корпуса (17),
    - передающий механизм для передачи движения в продольном направлении скважины между гибким трубопроводом, шарнирно сочлененной трубой или тросовой системой (11) и фрезерным инструментом (12) для силовой подачи фрезерного инструмента (12) вверх посредством протягивания гибкого трубопровода (11).
  13. 13. Пробка (1) для закупоривания обсадной трубы (3) нефтяной скважины (2), содержащая затвердевающую смолу, отличающаяся тем, что она содержит механический или надувной пакер (15) , причем механический или надувной пакер (15) соединен в одно целое со смолой в процессе отверждения смолы.
EA200001121A 1998-05-04 1999-05-04 Способ формирования пробки в нефтяной скважине EA002250B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO981998A NO981998D0 (no) 1998-05-04 1998-05-04 FremgangsmÕte ved flerfaset tettende plugging av borehull benyttet for produksjon av hydrokarboner eller injeksjon av vµsker til nedihulls formasjoner eller unders÷kelsesborehull
PCT/NO1999/000147 WO1999057409A2 (en) 1998-05-04 1999-05-04 A method and a plug for plugging a casing in a petroleum well and a tool for milling an opening in a casing in a petroleum well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200001121A1 EA200001121A1 (ru) 2001-08-27
EA002250B1 true EA002250B1 (ru) 2002-02-28

Family

ID=19901993

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200001121A EA002250B1 (ru) 1998-05-04 1999-05-04 Способ формирования пробки в нефтяной скважине

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6478088B1 (ru)
EP (1) EP1076758B1 (ru)
AU (1) AU754410B2 (ru)
BR (1) BR9910243A (ru)
CA (1) CA2331381C (ru)
DE (1) DE69918297T2 (ru)
DK (1) DK1076758T3 (ru)
EA (1) EA002250B1 (ru)
ID (1) ID28211A (ru)
MX (1) MXPA00010853A (ru)
NO (2) NO981998D0 (ru)
WO (1) WO1999057409A2 (ru)

Families Citing this family (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6679328B2 (en) * 1999-07-27 2004-01-20 Baker Hughes Incorporated Reverse section milling method and apparatus
US6828531B2 (en) * 2000-03-30 2004-12-07 Homer L. Spencer Oil and gas well alloy squeezing method and apparatus
GB0218836D0 (en) * 2002-08-14 2002-09-18 Well Worx Ltd Apparatus and method
US6896063B2 (en) * 2003-04-07 2005-05-24 Shell Oil Company Methods of using downhole polymer plug
GB0324823D0 (en) * 2003-10-24 2003-11-26 Head Philip A method of abandoning a well
GB2414492B (en) * 2004-05-26 2008-03-05 U W G Ltd Apparatus and method
US7478687B2 (en) * 2004-07-19 2009-01-20 Baker Hughes Incorporated Coiled tubing conveyed milling
TWI253714B (en) * 2004-12-21 2006-04-21 Phoenix Prec Technology Corp Method for fabricating a multi-layer circuit board with fine pitch
US7493956B2 (en) * 2006-03-16 2009-02-24 Baker Hughes Incorporated Subsurface safety valve with closure provided by the flowing medium
US7703533B2 (en) 2006-05-30 2010-04-27 Baker Hughes Incorporated Shear type circulation valve and swivel with open port reciprocating feature
US7934559B2 (en) * 2007-02-12 2011-05-03 Baker Hughes Incorporated Single cycle dart operated circulation sub
US7690431B2 (en) * 2007-11-14 2010-04-06 Halliburton Energy Services, Inc. Methods for controlling migration of particulates in a subterranean formation
US9664012B2 (en) * 2008-08-20 2017-05-30 Foro Energy, Inc. High power laser decomissioning of multistring and damaged wells
GB0911672D0 (en) * 2009-07-06 2009-08-12 Tunget Bruce A Through tubing cable rotary system
US8307903B2 (en) * 2009-06-24 2012-11-13 Weatherford / Lamb, Inc. Methods and apparatus for subsea well intervention and subsea wellhead retrieval
WO2011047303A1 (en) * 2009-10-15 2011-04-21 Intermoor, Inc Embedded multi-string well head shear
NO332901B1 (no) * 2009-11-10 2013-01-28 Norse Cutting & Abandonment As Fremgangsmate og anordning for a stenge en bronn i grunnen
NO20093545A1 (no) * 2009-12-17 2011-06-20 Norse Cutting & Abandonment As Fremgangsmate og anordning for a stenge en bronn i grunnen
NO332439B1 (no) * 2010-10-26 2012-09-17 Subsea P&A As Fremgangsmåte og anordning for å plugge en undervannsbrønn
GB2500323B (en) * 2010-10-26 2018-07-11 Island Offshore Subsea As Method and device for plugging of a subsea well
US8434558B2 (en) * 2010-11-15 2013-05-07 Baker Hughes Incorporated System and method for containing borehole fluid
US8955597B2 (en) * 2011-06-06 2015-02-17 Baker Hughes Incorporated Method and system for abandoning a borehole
NO336527B1 (no) * 2012-03-09 2015-09-21 Hydra Systems As Fremgangsmåte ved soneisolering i en underjordisk brønn
US9488024B2 (en) 2012-04-16 2016-11-08 Wild Well Control, Inc. Annulus cementing tool for subsea abandonment operation
NO339191B1 (no) 2013-09-06 2016-11-14 Hydra Systems As Fremgangsmåte for isolering av en permeabel sone i en underjordisk brønn
WO2016068719A1 (en) * 2014-10-29 2016-05-06 Norhard Oil & Gas As Apparatus for hydrocarbon well plugging
GB201505620D0 (en) * 2015-04-01 2015-05-13 Wardley Michael Specification for method of abandoning a well
EP3085882A1 (en) * 2015-04-22 2016-10-26 Welltec A/S Downhole tool string for plug and abandonment by cutting
US10214988B2 (en) 2015-08-12 2019-02-26 Csi Technologies Llc Riserless abandonment operation using sealant and cement
DK3387212T3 (da) 2015-12-08 2020-11-30 Welltec As Wireline-forbundet brøndbearbejdningsværktøjsstreng
EP3179028A1 (en) * 2015-12-08 2017-06-14 Welltec A/S Downhole wireline machining tool string
US10871050B2 (en) 2016-09-30 2020-12-22 Conocophillips Company Nano-thermite well plug
US10760374B2 (en) 2016-09-30 2020-09-01 Conocophillips Company Tool for metal plugging or sealing of casing
US10738567B2 (en) 2016-09-30 2020-08-11 Conocophillips Company Through tubing P and A with two-material plugs
US10221640B2 (en) 2016-10-28 2019-03-05 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method and system for abandoning a cased borehole
EP4242418A3 (en) 2017-03-11 2024-03-06 ConocoPhillips Company Helical coil annular access plug and abandonment
EP4242284A3 (en) * 2017-04-12 2024-04-03 ConocoPhillips Company Two-material p&a plug
US10378299B2 (en) 2017-06-08 2019-08-13 Csi Technologies Llc Method of producing resin composite with required thermal and mechanical properties to form a durable well seal in applications
US10428261B2 (en) 2017-06-08 2019-10-01 Csi Technologies Llc Resin composite with overloaded solids for well sealing applications
US11156049B2 (en) 2017-10-03 2021-10-26 Ardyne Holdings Limited Well abandonment
EP3704345B1 (en) * 2017-10-30 2022-08-10 ConocoPhillips Company Through tubing p&a with bismuth alloys
GB2568914B (en) 2017-11-30 2020-04-15 Ardyne Holdings Ltd Improvements in or relating to well abandonment and slot recovery
US20210254422A1 (en) * 2018-06-28 2021-08-19 Schlumberger Technology Corporation Methods and apparatus for removing sections of a wellbore wall
US11352541B2 (en) 2018-08-30 2022-06-07 Saudi Arabian Oil Company Sealing compositions and methods of sealing an annulus of a wellbore
US10696888B2 (en) 2018-08-30 2020-06-30 Saudi Arabian Oil Company Lost circulation material compositions and methods of isolating a lost circulation zone of a wellbore
US11168243B2 (en) 2018-08-30 2021-11-09 Saudi Arabian Oil Company Cement compositions including epoxy resin systems for preventing fluid migration
US11332656B2 (en) 2019-12-18 2022-05-17 Saudi Arabian Oil Company LCM composition with controlled viscosity and cure time and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore
US11370956B2 (en) 2019-12-18 2022-06-28 Saudi Arabian Oil Company Epoxy-based LCM compositions with controlled viscosity and methods of treating a lost circulation zone of a wellbore
US11193052B2 (en) 2020-02-25 2021-12-07 Saudi Arabian Oil Company Sealing compositions and methods of plugging and abandoning of a wellbore
US11236263B2 (en) 2020-02-26 2022-02-01 Saudi Arabian Oil Company Method of sand consolidation in petroleum reservoirs
GB2601199B (en) * 2020-11-23 2023-04-05 C Fabre Jason Conductor lifting apparatus and method
CN112985866B (zh) * 2021-03-16 2022-04-26 西南石油大学 一种管道封堵机器人卡瓦与胶筒性能分析试验系统及方法
EP4095347A1 (en) * 2021-05-27 2022-11-30 Welltec A/S Downhole method
WO2022238491A1 (en) * 2021-05-12 2022-11-17 Welltec A/S Downhole method
US11827841B2 (en) 2021-12-23 2023-11-28 Saudi Arabian Oil Company Methods of treating lost circulation zones
US11828132B2 (en) 2022-02-28 2023-11-28 Saudi Arabian Oil Company Inflatable bridge plug

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1358818A (en) * 1920-04-07 1920-11-16 Bering Robert Ellis Casing-cutter
US2304330A (en) * 1940-01-17 1942-12-08 Clyde E Bannister Apparatus for operating upon lateral walls in earth borings
US3280913A (en) * 1964-04-06 1966-10-25 Exxon Production Research Co Vertical fracturing process and apparatus for wells
US3933204A (en) 1974-10-15 1976-01-20 Shell Oil Company Plugging subterranean regions with acrylic-epoxy resin-forming emulsions
US4339000A (en) 1980-08-28 1982-07-13 Cronmiller Clifford P Method and apparatus for a bridge plug anchor assembly for a subsurface well
US4389765A (en) * 1981-05-04 1983-06-28 Crutcher Resources Corporation Piling removal
CA1242847A (en) 1983-10-04 1988-10-04 Constantine D. Armeniades Expandable polymer concrete
US4688640A (en) * 1986-06-20 1987-08-25 Shell Offshore Inc. Abandoning offshore well
US4898242A (en) * 1986-07-30 1990-02-06 Mobil Oil Corporation Method for suspending wells
US4730675A (en) * 1986-12-22 1988-03-15 Marathon Oil Company Plugging an abandoned well with a polymer gel
NO881192L (no) * 1987-10-26 1989-04-27 Houston Engineers Inc Innretning for bruk ved kutting av et roerlegeme.
US5462120A (en) * 1993-01-04 1995-10-31 S-Cal Research Corp. Downhole equipment, tools and assembly procedures for the drilling, tie-in and completion of vertical cased oil wells connected to liner-equipped multiple drainholes
GB2275282B (en) * 1993-02-11 1996-08-07 Halliburton Co Abandonment of sub-sea wells
GB2305683B (en) * 1993-06-19 1997-10-08 Philip Head A method of abandoning a well
GB9312727D0 (en) 1993-06-19 1993-08-04 Head Philip F A method of abandoning a well and apparatus therefore
US5507345A (en) * 1994-11-23 1996-04-16 Chevron U.S.A. Inc. Methods for sub-surface fluid shut-off
US6177484B1 (en) * 1997-11-03 2001-01-23 Texaco Inc. Combination catalyst/coupling agent for furan resin

Also Published As

Publication number Publication date
NO981998D0 (no) 1998-05-04
WO1999057409A2 (en) 1999-11-11
NO320235B1 (no) 2005-11-14
NO20005574L (no) 2001-01-04
MXPA00010853A (es) 2002-05-08
CA2331381A1 (en) 1999-11-11
WO1999057409A3 (en) 2000-04-06
AU5200599A (en) 1999-11-23
ID28211A (id) 2001-05-10
DE69918297D1 (de) 2004-07-29
DE69918297T2 (de) 2005-08-25
EA200001121A1 (ru) 2001-08-27
CA2331381C (en) 2006-11-28
DK1076758T3 (da) 2004-11-01
US6478088B1 (en) 2002-11-12
AU754410B2 (en) 2002-11-14
EP1076758B1 (en) 2004-06-23
EP1076758A2 (en) 2001-02-21
BR9910243A (pt) 2001-01-23
NO20005574D0 (no) 2000-11-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA002250B1 (ru) Способ формирования пробки в нефтяной скважине
US3732143A (en) Method and apparatus for drilling offshore wells
EP0935049B1 (en) Wellbore apparatus and methods
EP2636843B1 (en) Well completion
US8122958B2 (en) Method and device for transferring signals within a well
CA1303976C (en) Method for installing a liner within a well bore
BR102014028651B1 (pt) Ferramenta de operação para a instalação de uma coluna de tubos em um orifício de poço, conjunto de instalação de revestimento e método para suspender uma coluna interna de tubos
US5025864A (en) Casing hanger wear bushing
US5842528A (en) Method of drilling and completing wells
WO2013167872A2 (en) Drilling and lining subsea wellbores
CA2609227A1 (en) Apparatus and method for driving casing or conductor pipe
US6659182B1 (en) Retrievable suction embedment chamber assembly
US20240141731A1 (en) Rigless drilling and wellhead installation
EP0403025B1 (en) Method of drilling and lining a borehole
CN113803019B (zh) 用于水平井的固完井方法和管串
NO20210299A1 (en) Rigless drilling and wellhead installation
EP0935051A2 (en) Method of forming a wellbore junction

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU